Повышение энергоэффективности добычи нефти

экспресс-метод определения оптимальных режимов работы подъемника с использованием энергии газа, растворенного

вдобываемой нефти;

технологии бескомпрессорного внутрискважинного газлифта с применением в качестве рабочего агента газа из газовой шапки для совместной его добычи с остаточной нефтью.

Для определения энергосберегающих параметров работы газлифта кривые градиентов давлений газожидкостных потоков

вподъемнике [25, 54] строятся по следующей методике.

1.В координатах давление P – глубина ввода рабочего аген-

та Н из точки, соответствующей забойному давлению Pзаб, рассчитанному по уравнению Дюпюи, строится кривая распределения давления в газлифтном подъемнике при газовом факторе скважины Г.

2.В этих же координатах из точки, соответствующей задан-

ному буферному давлению Pбуф, строится серия кривых распределения давления в данном подъемнике при различных удельных расходах рабочего агента R01, R02, R03, ... R0i, приведенных

кстандартным условиям.

Точки пересечений кривых удельного расхода газа (рабочего агента) R0 с кривой Г характеризуют рабочие давления в газ-

лифтном подъемнике Pраб1, Pраб2, Pраб3, ... Pрабi и глубины ввода рабочего агента Н1, Н2, Н3, ... Нi – в зависимости от его удельно-

го расхода.

3. В координатах удельный расход рабочего агента – рабочее

давление по параметрам R0i и ррабi строится кривая R0 = f(Pраб), характеризующая изменение удельного расхода рабочего агента вза-

висимостиотрабочего давления.

4. По уравнению энергии изотермического расширения газа определяется приведенная к стандартным условиям удельная

энергия W0i при изменении давления от Pрабi,. до Pбуф для соответствующих удельных расходов рабочего агента R0i.

elib.pstu.ru

где р0, Т0 – стандартные значения соответственно давления и температуры; zcp – коэффициент, учитывающий отклонение состояния реальных газов от состояния идеальных; Т – средняя температура газожидкостного потока в подъемнике.

5.В координатах удельная энергия – рабочее давление по

данным уравнения (15) строится кривая W0 = f(Pраб), характеризующая изменение удельной энергии рабочего агента W0i в зависимости от рабочего давления ррабi.

6.Точка пересечения кривых R0 = f(Pраб) и W0 = f(Pраб) определяет режим работы газлифтного подъемника при оптималь-

ных рабочем давлении Pраб.опт и удельном расходе рабочего

агента R0 опт.

Влево от этой точки удельный расход рабочего агента превышает удельный расход его энергии, необходимый для работы газлифта. Это означает, что в области «+» газлифтный подъемник работает с переизбытком рабочего агента. Вправо от точки пересечения кривых удельный расход рабочего агента меньше удельного расхода его энергии, необходимого для работы газлифта, т.е в области «–» газлифтный подъемник работает с недостатком рабочего агента – в неустойчивом режиме.

Следовательно, точка пересечения кривых R0 = f(Pраб) и W0 = f(Pраб) определяет параметры работы газлифтного подъемника, соответствующие режиму максимального энергосбережения.

7. По полученным значениям оптимального рабочего давления Pраб.опт оптимального удельного расхода рабочего агента R0опт определяется оптимальная глубина ввода рабочего агента в подъемные трубы Нопт.

Таким образом, экспресс-метод позволяет оптимизировать удельный расход рабочего агента, давление и глубину ввода рабочего агента в подъемную колонну.

Технология бескомпрессорного газлифта рассмотрена на примере Анастасиевско-Троицкого месторождения, доразработка которого характеризуется критической истощенностью нефтяного слоя.

82

elib.pstu.ru

Последний подстилается активной подошвенной водой и покрыт почти по всей площади газовой шапкой с промышленными запасами газа.

Опыт применения газоконтактного газлифта на данном месторождении выявил следующие положительные факторы [32]:

возможность добычи нефти из критического нефтяного слоя совместно с газом из газовой шапки, что увеличивает текущую и конечную нефтеотдачу пласта;

высокие буферные давления (8,3–11,8 МПа) во всех скважинах, «позволившие без компремирования транспортировать отработанный газ в магистральный трубопровод, что решает проблему его утилизации.

К недостаткам газоконтактного газлифта относятся:

большие удельные расходы газа; изменение газонефтяного контакта, сопровождающееся вторжением газа в нефтенасыщенную зону;

близость нефтяного контакта, приводящая к образованию конусов воды и выносам интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта в добывающих скважинах.

В сложившейся ситуации наиболее приемлема технология добычи углеводородного сырья (газа и нефти), при которой подъем жидкости осуществляется за счет энергии газа газовой шапки

вразрезе одной скважины с дискретно изменяющейся глубиной подвески подъемных труб по мере развития конусообразования, – перемещаемый газлифт. В связи с этим разработана методика подбора скважин и расчета перемещаемого газлифта. Методика предназначена для проектирования разновидности внутрискважинного газлифта применительно к минимальной, практически близкой к бросовой, толщине нефтенасыщенного слоя.

Технология перемещаемого газлифта может быть использована при эксплуатации скважин, вскрывающих нефтегазовые залежи или залежи нефти с газовой шапкой, когда нефть залегает в виде тонкого слоя в однородном изотропном пласте, полностью подстилаемом подошвенной водой и имеющем гидродинамическую связь с газовой шапкой по всей площади. На месторождении выбирают-

83

elib.pstu.ru

ся скважины, равномерно расположенные по площади с наибольшими толщинами в разрезе газовой шапки и нефтяного слоя для обеспеченияпредотвращения конусообразования.

Необходимую добычу газа, обеспечивающую подъем расчетного объема жидкости и газа из скважины, можно определить графическим и расчетным методами.

Графический метод предполагает построение в координатах давление P – глубина Н серии градиентных кривых с различными значениями удельных расходов газа. Аналитическими методами удельныйрасходгазаопределяетсяпоуравнениюА.Л. Крылова

где Rобщ – удельный расход газа, м3/м3; ρ – расчетная плотность газожидкостной смеси, т/м3; P1 – давление в подъемной колонне на уровне узла ввода газа, 10–1 МПа; d – внутренний диаметр подъемных труб, м.

Давление P1 рассчитывается исходя из допустимой депрессии в нефтяном слое, забойных и пластовых давлений нефтяного слоя и газовой шапки, а также установившегося динамического уровня жидкости.

Таким образом, технология внутрискважинного перемещаемого газлифта позволяет обеспечить заданную добычу нефти и высоконапорного газа при совместном подъеме жидкости из остаточного нефтяного слоя. Применение технологии имеет следующие преимущества по сравнению с альтернативными вариантами:

1)использование энергии высоконапорного газа газовой шапки для подъема жидкости;

2)совместный отбор и промысловый транспорт жидкости

игаза (уменьшение промысловых затрат);

3) отсутствие необходимости подготовки, транспорта и распределения рабочего агента (газа газовых скважин) по газлифтным скважинам (уменьшение себестоимости продукции);

84

elib.pstu.ru

4)отсутствие необходимости переносов интервалов перфорации (снижение затрат на капитальные ремонты);

5)подача отработанного на подъем жидкости газа высокого давления в магистральный газопровод (реализация отработанного газа) в связи с тем, что пласт вскрывается на всю остаточную толщину, заключенную между подстилающей водой и газовой шапкой.

85

elib.pstu.ru

ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ

1.Анализ и оптимизация работы УСШН. Варианты оптимизации.

2.Анализ и оптимизация работы УЭЦН. Варианты оптимизации.

3.Классификация осложнений при эксплуатации системы сбора и ППД.

4.Классификация осложнений при эксплуатации добывающих скважин.

5.Контроль энергопотребления установок скважинных штанговых насосов.

6.Контроль энергопотребления установок электроцентробежных насосов.

7.Мониторинг показателей эксплуатации оборудования системы ППД.

8.Основные направления увеличения энергоэффективности механизированной добычи.

9.Особенности эксплуатации скважин винтовыми насо-

сами.

10.Причины аварийного отключения УЭЦН.

11.Способы совершенствования газлифтной эксплуатации скважин.

12.Способы совершенствования конструкции УСШН.

13.Способы совершенствования конструкций УЭЦН.

14.Схема измеренияэнергопотребления УЭЦН.

15.Схема, состав, назначение, оборудование и область применения УСШН.

16.Схема, состав, назначение, оборудование и область применения УШВН.

17.Схема, состав, назначение, оборудование и область применения УЭЦН.

18.Схема, состав, назначение, оборудование и область применения УЭВН.

86

elib.pstu.ru

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Агамалов Г.Б. Повышение эффективности насосной эксплуатации глубоких скважин с высоким газосодержанием нефти (на примере месторождения Жанажол): дис. … канд.

техн. наук. – Уфа, 2005. – 114 с.

2.Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Матвиенко Г.П. Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение: энциклопедический справочник. – Пермь: Пресс-Мастер, 2007. – 645 с.

3.Энергосберегающие технологии газлифтной эксплуатации скважин / Д.Г. Антониади [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – C. 66–68.

4.Балака Н.Н., Ивановский В.Н., Сазонов Ю.А. О возможности применения лабиринтно-винтовых насосов для добычи нефти // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 5. – С. 70–71.

5.Результаты внедрения установки скважинного штангового насоса с подъемом продукции по эксплуатационной колонне (без НКТ) / Г.Ю. Басос [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. –

№9. – C. 96–99.

6.Бортников А.Е., Валеев М.Д. Эксплуатация установок электроцентробежных насосов в обводненных скважинах //

Нефтяное хозяйство. – 2011. – №8. – C. 61–63.

7.Энергосберегающие технологии эксплуатации обводненных скважин / В.М. Валовский [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 11. – C. 84–88.

8.Валовский В.М., Валовский К.В. Цепные приводы скважинных штанговых насосов; ВНИИОЭНГ. – М., 2004. – 492 с.

9.Волеев М.Д., Хосанов М.М. Глубинно-насосная добыча вязкой нефти. – Уфа: Башкнигоиздат, 1981. – 128 с.

10.Голубев А.И. Лабиринтно-винтовые насосы и уплотнения для агрессивных сред. – М.: Машиностроение, 1981. – 112 с.

11.Двинин А.А., Ерка Б.А. Способ добычи высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – С. 56–57.

87

elib.pstu.ru

12.Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Нуриев М.Ф. Опыт компании «Газпромнефть» в области применения экономичных «интеллектуальных» скважин// Нефтяное хозяйство. – 2011. –

№9. – С. 34–38.

13.Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений угле-

водородов; РХД. – Ижевск, 2005, 2006, 2010. – 780 с.

14.Исаченко И.Л., Гольдштейн Е.И., Налимов Г.Л. Методы контроля сбалансированности станка-качалки на основе измерения электрических параметров//Нефтяное хозяйство. – 2002. –

№1. – C. 60–61.

15.Использование УСШН с цепными приводами в качестве альтернативы УЭЦН / В.М. Валовский, К.В. Валовский, И.Х. Шамсутдинов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2005. –

№7. – C. 52–55.

16.Калинин О.М. Износостойкие насосно-компрессорные трубы (НКТ) технология «НТС» // Нефтяное хозяйство. – 2002. –

№5. – C. 111–112

17.О физике отказов, методах расчета надежности и эф-

фективности эксплуатации штанговой колонны в скважине (в порядке обсуждения) / В.А. Климов [и др.] // Нефтяное хозяй-

ство. – 2011. – № 8. – C. 66–69.

18.Клюев С.И., Огнев М.Е. Станки-качалки «Ижнефте-

маш» // Нефтяное хозяйство. – 2002. – №4. – С. 120–122.

19.Лекомцев А.В., Мордвинов В.А. К оценке забойных давлений при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами // Научные исследования и инновации. – 2011. – Т. 5,

№4. – С. 29–32.

20.Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Оценка забойных давлений в добывающих скважинах Шершневского месторождения// Нефтяноехозяйство. – 2011. – № 10. – С. 30–31.

21.Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Характеристики электроцентробежных насосов ЭЦН5-80 при работе в обводненной скважине // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 4. –

С. 114–116.

88

elib.pstu.ru

22.Ли Дж., Винклер И., Снайдер Р. Что нового в механизированной добыче нефти // Нефтегазовые технологии. – 2006. –

№9. – C. 33–39.

23.Мамонов Ф.А. Промысловый транспорт высоковязкой нефти с предварительным сбросом воды. – Уфа: Изд-во Уфим. гос. нефт. техн. ун-та, 2005. – 216 с.

24.Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / К.Р. Уразаков, Е.И. Богомольный, Ж.С. Сейтпа-Гамбетов [и др.]; под ред. М.Д. Валеева. – М.: Не-

дра, 2003. – 302 с.

25.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов / РГУ нефти и газа им. И.М Губкина. – М.: Нефть и газ, 2003 – 816 с.

26.Насосные штанги из стеклопластика / П.А. Алиевский, И.А. Арутюнов, P.M. Бикчентаев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 12. – C. 62–66.

27.Новый этап мониторинга и управления разработкой нефтяных месторождений в ОАО «Газпромнефть» / А.И. Ипатов

[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – C. 22–26.

28.Нуриев М.Ф. Принципы контроля и управления разработкой сложнопостроенных месторождений нефти на основе

стационарного гидродинамического мониторинга пластов

искважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 9. – C. 40–44.

29.О возможности снижения частоты обрывов насосных штанг путем совершенствования методов качественной и количественной оценки остаточной наработки / В.А. Климов [и др.] //

Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 7. – C. 60–64.

30.О некоторых путях увеличения производительности скважинной штанговой насосной установки при откачке высоковязкой продукции / В.М. Валовский [и др.] //Нефть Татарста-

на. – 2000. – № 1. – C. 34–39.

31.Обоснование диагностических признаков усталостного разрушения насосных штанг / В.А. Климов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 11 – C. 126–129.

32.Ковалев Н.И., Огнева Е.В., Ефименко Б.В. Опыт эксплуатации скважин при совместной разработке нефтяной и га-

89

elib.pstu.ru

зовой частей нефтегазовой залежи // Сб. науч. тр. по результатам НИОКР за 2004 г./ОАО «НК «Роснефть»; ЦНИИТЭнефте-

хим. – М., 2005 – C. 187–190.

33.Особенности насосной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири / К.Р. Уразаков, Н.Я. Багаутдинов, З.М. Атнабаев [и др.]; ВНИИОЭНГ. – М., 1997. – 53 с.

34.Пат. 18931 Республика Казахстан, F 04 В 47/02. Привод скважинного штангового насоса / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Р.Н. Ахметвалиев, СИ. Исупов, А.Д. Слесарев. В.Б. Реутов, В.М. Валовский, И.Г. Шамсутдинов, К.В. Валовский, Н.В. Федосеенко; заявитель и патентообладатель ОАО

«Татнефть». – №2005114651; заявл. 10.05.06; опубл. 15.11.07.

35.Пат. 2200876 РФ, МПК7 F 04 В 47/02. Привод скважинного штангового насоса (варианты) / Ш.Ф. Тахаутдинов, В.М. Валовский, Н.В. Федосеенко, ИХ. Шамсутдинов, Н.Г. Ибрагимов, А.Н. Авраменко; заявитель и патентообладатель ОАО

«Татнефть». – №2001124790/06; заявл. 07.09.01; опубл. 20.03.03.

36.Пат. 2213269 РФ, МПК7 F 04 D 13/10. Входное устройство скважинного насоса / В.М. Валовский, КМ Тарифов, Г.Ю. Басос [и др.]; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2001133152/06; заявл. 06.12.01; опубл. 27.09.03.

37.Пат. 2232294 РФ, МПК7 F 04 В 47/00. Входное устройство скважинного насоса / Н.Г Ибрагимов, В.М. Валовский, В.Г. Фадеев [и др.]; заявитель и патентообладатель ОАО «Тат-

нефть» им. В.Д. Шашина. – № 2003101557/06; заявл. 20.01.03; опубл. 10.07.04.

38.Пат. 2283969 РФ, МПК7 F 04 В 47/02. Привод скважинного штангового насоса / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Р.Н. Ахметвалиев, СИ. Исупов, А.Д. Слесарев, В.Б. Реутов, В.М. Валовский, И.Г. Шамсутдинов, В.М, Валовский, Н.В. Федосеенко; заявитель и патентообладатель ОАО

«Татнефть». – № 2005114651/03; заявл. 13.05.05; опубл. 20.09.06.

39.Пат. 2361115 РФ, МПК7 F04B47/02. Глубинно-насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колон-

90

elib.pstu.ru